Подземная газификация угля

Подземная газификация угля (ПГУ) — это промышленный метод добычи и переработки твёрдого топлива, при котором уголь превращается в горючий газ непосредственно в пласте (на месте залегания) без извлечения его на поверхность. Процесс основан на управляемом окислении угля кислородом или воздухом, подаваемым через скважины, с последующим отбором образующегося синтез-газа (смеси CO, H₂, CH₄) через другие скважины. ПГУ позволяет вовлекать в энергетику запасы угля, не подлежащие традиционной добыче по геологическим, экономическим или экологическим причинам.

История

Ранние идеи и эксперименты

Идея газификации угля в недрах впервые была высказана в 1868 году русским учёным Дмитрием Ивановичем Менделеевым. В своей работе «О возбуждении горения в каменноугольных копях» он предложил поджигать уголь в пласте и отводить образующийся газ по трубам. В 1888 году Менделеев опубликовал более детальную схему, включающую бурение скважин и нагнетание дутья.

Первые практические опыты были проведены в Великобритании в 1912–1913 годах под руководством Уильяма Рамзая. Однако серьёзное развитие технология получила в СССР.

Развитие в СССР

В 1930-х годах в Советском Союзе начались систематические исследования ПГУ. В 1933 году под руководством профессора А. В. Винтера была создана первая опытно-промышленная станция в Донбассе (станция «Подземгаз»). В 1934 году на станции «Горловская» впервые в мире был получен газ из подземного угольного пласта.

К 1940-м годам в СССР действовало несколько станций ПГУ. В 1950-е годы технология достигла промышленного масштаба: станция «Южно-Абинская» (Кузбасс) и «Ангренская» (Узбекистан) обеспечивали газом электростанции и промышленные предприятия. В 1960-е годы в СССР производилось до 2 млрд м³ газа в год методом ПГУ.

Мировой опыт и современное состояние

В 1970–1980-е годы интерес к ПГУ проявили США, Китай, Австралия и ЮАР. В США в 1979–1989 годах работал проект «Ханна» (Вайоминг), а в 1980-х — «Роки-Маунтин» (Колорадо). В Китае с 1990-х годов ПГУ активно развивается: к 2020-м годам страна стала мировым лидером по числу действующих установок (более 30 проектов, в основном в провинциях Шаньси и Внутренняя Монголия).

В России после распада СССР промышленная ПГУ была практически свёрнута. В 2000-е годы возобновились экспериментальные работы (например, проект «Кузбасс-ПГУ»), но до крупномасштабного промышленного внедрения дело не дошло.

Принцип работы и технологическая схема

Химическая основа

Процесс ПГУ представляет собой гетерогенное окисление углерода. В пласт через нагнетательную скважину подаётся окислитель (воздух, кислород, водяной пар или их смеси). В зоне горения (канале газификации) протекают реакции:

C + O₂ → CO₂ (экзотермическая, разогрев пласта);
C + CO₂ → 2CO (эндотермическая, газификация);
C + H₂O → CO + H₂ (эндотермическая, паровая конверсия);
2C + 2H₂O → CH₄ + CO₂ (метанообразование).

В результате образуется смесь горючих газов: оксид углерода (CO), водород (H₂), метан (CH₄), а также балластные компоненты (CO₂, N₂). Состав газа зависит от типа окислителя и режима процесса.

Технологическая схема

Типовая схема ПГУ включает:

Бурение скважин: нагнетательная (для подачи окислителя) и добычная (для отбора газа). Расстояние между ними — от 20 до 100 метров.
Создание канала газификации: между скважинами формируется проницаемая зона — либо гидроразрывом пласта, либо направленным прожигом (огневой канал).
Розжиг пласта: уголь поджигается с помощью газовой горелки, спускаемой в скважину, или химического реагента.
Подача дутья и отбор газа: окислитель нагнетается под давлением 0,1–1,0 МПа, газ отбирается через добычную скважину.
Очистка и подготовка газа: на поверхности газ охлаждается, очищается от твёрдых частиц, сероводорода, смол и влаги.

Управление процессом

Процесс ПГУ трудно контролируем из-за неоднородности пласта и непредсказуемости распространения канала газификации. Для повышения управляемости применяют:

подачу окислителя с переменным расходом;
комбинированное дутьё (воздух + пар);
мониторинг температуры и состава газа по скважинам;
импульсную подачу окислителя.

Классификация методов ПГУ

По типу окислителя

Воздушная газификация: самый дешёвый метод, но газ имеет низкую теплотворную способность (3–5 МДж/м³) из-за разбавления азотом.
Кислородная газификация: даёт газ с теплотворностью 8–12 МДж/м³, но требует воздухоразделительной установки.
Парокислородная газификация: позволяет получать синтез-газ с высоким содержанием водорода (до 40%).
Паровая газификация: требует внешнего подвода тепла, редко применяется в ПГУ.

По способу вскрытия пласта

Скважинный метод: все операции проводятся через скважины с поверхности (наиболее распространён).
Шахтный метод: часть выработок (штреки, камеры) проходится горными работами, затем газификация ведётся в камере. Применялся в ранних экспериментах, сейчас почти не используется.

По конфигурации скважин

Линейная схема: скважины расположены по прямой линии, канал газификации движется от нагнетательной к добычной.
Веерная схема: одна нагнетательная скважина и несколько добычных по дуге.
Площадная схема: сетка скважин для газификации больших участков пласта.

Применение

Энергетика

Основное применение ПГУ — получение топливного газа для электростанций. Газ может сжигаться в газовых турбинах или котлах. В 1950–1960-е годы в СССР на станциях ПГУ работали электростанции мощностью до 50 МВт. В Китае газ ПГУ используется на ТЭС в провинции Шаньси.

Химическая промышленность

Синтез-газ из ПГУ может служить сырьём для производства:

метанола (CH₃OH);
аммиака (NH₃);
синтетического жидкого топлива (процесс Фишера — Тропша);
водорода.

Подземное хранение газа

После завершения газификации выработанные полости могут использоваться для хранения природного газа, CO₂ или других продуктов.

Преимущества и недостатки

Преимущества

Экономия ресурсов: не требуется строительство шахт, разрезов, транспортировка угля.
Вовлечение некондиционных запасов: возможна газификация тонких (0,5–2 м), глубоких (более 1000 м) и обводнённых пластов.
Экологическая безопасность: отсутствие отвалов пустой породы, сокращение выбросов пыли и оксидов серы (сера остаётся в пласте).
Безопасность труда: персонал работает на поверхности, исключены подземные аварии (обрушения, взрывы метана).

Недостатки

Неуправляемость процесса: канал газификации может отклоняться, газ может прорываться в соседние пласты.
Неполное выгорание угля: коэффициент извлечения энергии обычно не превышает 60–70% (против 85–90% при традиционной добыче).
Загрязнение подземных вод: возможно проникновение продуктов газификации (фенолы, бензол, тяжёлые металлы) в водоносные горизонты.
Высокие капитальные затраты: бурение скважин, компрессорное и очистное оборудование требуют значительных инвестиций.
Низкая теплотворность газа: при воздушной газификации газ непригоден для транспортировки на большие расстояния.

Экологические аспекты

Воздействие на недра

ПГУ ведёт к образованию пустот (выработанных камер) и изменению напряжённого состояния массива. Возможны просадки поверхности над зоной газификации. В пласте остаются зола, шлак и несгоревший уголь.

Водная среда

Наиболее серьёзная экологическая проблема — загрязнение подземных вод. В зоне газификации образуются фенолы, полициклические ароматические углеводороды (ПАУ), сероводород, цианиды. При недостаточной гидроизоляции пласта эти вещества могут мигрировать в водоносные горизонты. Для предотвращения применяют:

выбор пластов с естественными водоупорами (глины, аргиллиты);
создание барьерных скважин для откачки загрязнённых вод;
закачку цементных растворов в выработанное пространство.

Атмосферные выбросы

При сжигании газа ПГУ в атмосферу поступают CO₂, NOx, SO₂. Однако объём выбросов на единицу полученной энергии может быть ниже, чем при сжигании угля в традиционных котлах, за счёт более полного сгорания газа.

Перспективы и ограничения

Технологические вызовы

Основные направления совершенствования ПГУ:

разработка методов точного управления каналом газификации (в том числе с использованием сейсмического мониторинга и электромагнитной томографии);
создание устойчивых к высоким температурам материалов для скважинного оборудования;
интеграция ПГУ с улавливанием и хранением углерода (CCS).

Экономические факторы

Экономическая эффективность ПГУ сильно зависит от:

глубины и мощности пласта;
цены на природный газ и уголь;
стоимости оборудования (особенно кислородных станций);
экологических требований (плата за выбросы, рекультивация).

В регионах с дорогим природным газом и дешёвым углём (например, в Китае, Индии) ПГУ может быть конкурентоспособной. В России, при наличии развитой газотранспортной системы, интерес к ПГУ остаётся ограниченным.

Правовые и регуляторные аспекты

В России ПГУ регулируется Законом «О недрах» и Правилами разработки месторождений полезных ископаемых. Для реализации проекта ПГУ требуется лицензия на пользование недрами, проект горных работ, положительное заключение государственной экологической экспертизы. Отсутствие специальной нормативной базы для ПГУ (в отличие от традиционной добычи) затрудняет внедрение технологии.

Известные проекты

Действующие

Китай, провинция Шаньси — станция «Уси» (Wuxi) мощностью 100 тыс. м³/ч газа, работающая с 2000 года.
Китай, Внутренняя Монголия — проект «Хух-Хото» (Hohhot), газификация бурого угля для ТЭС.
Австралия, Квинсленд — проект «Карбон Энерджи» (Carbon Energy), экспериментальная установка с кислородной газификацией.

Исторические

СССР, станция «Южно-Абинская» (Кузбасс, 1955–1990) — крупнейшая в мире, производила до 1,5 млрд м³ газа в год.
США, проект «Ханна» (Вайоминг, 1979–1989) — доказал возможность ПГУ на глубоких пластах (до 200 м).
Великобритания, проект «Ньюман-Спрингс» (Дербишир, 1912–1913) — первый в мире полевой эксперимент.

Источники

Менделеев Д. И. О возбуждении горения в каменноугольных копях // Горный журнал. — 1868. — № 4.
Винтер А. В. Подземная газификация углей. — М.: Госэнергоиздат, 1941.
Крейнин Е. В. Подземная газификация углей: теория и практика. — М.: Недра, 1982.
Blinderman M. S., Klimenko A. Yu. Underground Coal Gasification: Theory and Practice. — Springer, 2014.
Friedmann S. J. et al. Underground Coal Gasification: A Review of the Current State of the Art // Proceedings of the Institution of Mechanical Engineers, Part A: Journal of Power and Energy. — 2009. — Vol. 223, No. 5.
Закон РФ «О недрах» от 21.02.1992 № 2395-1 (ред. от 29.12.2022).

BFOmetr — база данных и аналитика по компаниям России.

На главную BFOmetr →